Ревизия и ремонт токоограничивающих и защитных аппаратов — Обслуживание и ремонт электрооборудования подстанций и распределительных устройств

§ 7. Ревизия и ремонт токоограничивающих и защитных аппаратов

Разрядники.

Ремонт трубчатых разрядников (рис. 39) заключается в проверке его основных деталей и конструкций крепления: состояния лакового покрова фибро-бакелитовой трубки 4, исправности указателя срабатывания 6, надежности крепления стальных наконечников 3, крепления разрядника к конструкции на опоре, угла наклона оси разрядника к горизонтали, наличия следов дуги на расположенных внутри трубки электродах 2 и 5, состояния заземляющего провода.

Рис. 39. Трубчатые разрядники на 10 кВ:
а — РТ, б — РГВ, 1 — зажим для стержня внешнего искрового промежутка, 2 — стержневой электрод, 3 — наконечник , 4 — трубка, 5 — плоский электрод, 6 — указатель срабатываний

При ремонте и перед началом грозового сезона проверяют внутренний искровой промежуток между электродами.
Длина искровых внутренних промежутков зависит от применяемого разрядника. Так, для разрядника РТВ-6-10/2-2 длина внутреннего промежутка составляет 60 мм, для РТФ-6/1,5-10 — 80 мм, для РТФ-10/0,5-7 — 130 мм, причем при регулировке она должна отличаться от указанной величины не более чем на ±3 мм для разрядников на напряжение 6 — 10 кВ.
Величина внешних искровых промежутков также зависит от применяемого разрядника. Так, для разрядников РТВ-6-10 устанавливается промежуток 10 — 15 мм, для РТФ-6 — 8-15 мм и РТФ-10 -20 мм.
Если лаковая пленка поверхности разрядника повреждена, ее удаляют стеклянной шкуркой, а трубку покрывают двумя слоями бакелитового лака.
Обнаруженные при ремонте ослабленные наконечники разрядника поджимают в тисках с помощью двух полуколец.

Рис. 40. Зона выхлопа разрядника РТФ:
А — длина зоны, Б — максимальный диаметр, В — диаметр начала зоны

Угол наклона оси разрядника к горизонтали должен быть равен 10 — 15°, а открытый конец разрядника — обращен вниз.
Указатель срабатывания разрядника изготовляют из полоски латунной фольги. Эта полоска одним концом прикрепляется к на наконечнику, а другой конец ее закладывают внутрь трубки. Во время срабатывания разрядника полоску выдувает наружу. Старые сработанные или надорванные полоски заменяют новыми из латунной фольги.
Во время работы разрядника происходит выгорание трубки по длине дугогасительного канала. При ремонте проверяют внутренний диаметр канала и сравнивают замеры с заводскими данными, причем допускается отклонение не более 3 мм для разрядника напряжение 10 кВ. В случае если размеры канала отличаются от паспортных на большую величину, разрядник заменяют.
При установке трубчатого разрядника после ремонта должны быть соблюдены следующие условия:
зона выхлопа (рис. 40, табл. 1) не должна перекрываться и касаться зон выхлопа разрядников других фаз, а также металлических и деревянных частей конструкции, фарфоровых и других изоляций опор или порталов;
электроды внешнего искрового промежутка следует изготовлявлять из металлического прутка диаметром не менее 10 мм;
ось разрядника должна быть расположена под углом не менее 30° к горизонтали во избежание скопления влаги внутри него;
положение разрядника, указателя срабатывания и внешнего искрового промежутка должно обеспечивать доступность осмотра с поверхности земли.
При ремонте вентильных разрядников проверяют целость фарфоровой покрышки и плотность укладки внутренних деталей. При покачивании корпуса они не должны перемещаться. Без особой надобности при ремонте эти разрядники не вскрывают. Вскрытие их производят только в том случае, если оказались неудовлетворительными результаты испытаний. В этом случае проверяют целость велитовых дисков и искровых промежутков, исправность нажимной пружины. Поврежденные части заменяют новыми. При сборке после ремонта тщательно герметизируют покрышку разрядника, чтобы защитить внутренние детали от атмосферных воздействий. После ремонта все металлические детали и цементирующие швы покрывают влагостойкой краской.
Разрядники устанавливают на опорных конструкциях вертикально. В распределительных устройствах закрытых подстанций разрядники помещают в специальные камеры. Шины, присоединяемые к разряднику, не должны оказывать на него механического воздействия.
Расстояние между разрядниками, установленными в закрытых помещениях, должно быть не менее: для электроустановки напряжением 6 кВ — 100 мм, 10 кВ — 125 мм. Разрядники заземляются жесткими стальными шинами. Установленные после ремонта разрядники подвергают испытаниям, проверяя пробивное напряжение и величину тока утечки.

Таблица 1. Размеры зоны выхлопа для разрядников РТФ, м, не более

Размеры (см. рис. 40)

А

Б

В

Реакторы.

Ремонт бетонных реакторов начинают с осмотра изоляторов и колонок, на которых не должно быть трещин и сколов, a также повреждений лакового покрова колонок. Сопротивление изоляции обмоток при окружающей температуре 15 — 20 °С должно быть не менее 50 МОм для реакторов РБ-6 и 100 Мом — для РБ-10. Если замеренные сопротивления изоляции окажутся ниже указанных, следует сравнить их с данными заводского паспорта. Допустимое сопротивление обмотки — не менее 70% от заводских данных при той же температуре.
При необходимости реакторы можно сушить током, равным 75% от номинального. Сушку можно считать законченной, если установившееся в течение 6 — 8 ч сопротивление изоляции составляет не менее 6 МОм при температуре на входе в камеру 110 — 120 °С. Процесс сушки контролируют термометрами или термопарами, укрепленными в нижней, средней и верхней частях обмоток.
После сушки обмоток реактора его бетонные колонки покрывают двумя слоями натуральной олифы с сушкой каждого слоя, а после охлаждения двукратно покрывают одним из лаков — Л-1100, Л-319, Л-144, Л-447. После каждого покрытия лак запекают в течение 5 — 6 ч, вновь подняв температуру в камере до 110 — 120 °С. В процессе сушки необходимо соблюдать правила противопожарной безопасности. При ремонте реакторов проверяют и поправляют деформированные витки обмоток, устраняют повреждения изоляции обмоток и бетонных колонок, при необходимости восстанавливают разрушенные части колонок. При частичном разрушении колонки восстанавливают следующим образом.
Бетонную смесь составляют из равных по объему частей цемента марки 500 или 600, кварцевого песка и гравия. Кварцевый песок предварительно промывают и просушивают. Гравий должен быть фракции 3 — 5 мм. Количество воды затворения равно 40 — 60% от массы цемента.
Опалубку для бетонирования колонок выполняют из струганых досок, а обращенную в сторону бетона поверхность досок покрывают слоем технического вазелина, чтобы бетон не пристал к опалубке. Опалубку снимают после набора бетоном определенной прочности. Этот процесс может длиться от 5 до 60 ч в зависимости от качества цемента и температуры окружающей среды. Окончательную прочность бетон набирает через 25 — 30 дней.
Сушку и запечку отремонтированного реактора производят спустя 25 — 30 дней в сушильной камере при температуре 110 — 120 °С в течение 40 — 50ч.
Если при замерах выявлено, что сопротивление изоляции колонок снизилось по сравнению с заводскими данными более чем на 30% или поверхность повреждения лакового покрова превышает 25% общей поверхности колонок, то реактор направляют в капитальный ремонт.
Окончив ремонт реактора, измеряют мегаомметром сопротивление изоляции обмоток и, кроме того, испытывают изоляцию повышенным напряжением переменного тока.
Сопротивление изоляции обмоток должно соответствовать нормам, установленным правилами технической эксплуатации.
Фланцы нижних опорных изоляторов нижней фазы и верхних распорных изоляторов верхней фазы вертикально расположенных фаз реактора подсоединяют с помощью стальных шин размерами не менее 30х4 мм к общей сети заземления.
После окончания работ по ремонту реактора из помещения должны быть удалены инструменты и куски металла, так как при включении реактора они могут оказаться в зоне магнитного поля реактора и быть притянутыми к обмотке, таким образом повредив её изоляцию.

Предохранители.

При ремонте высоковольтные предохранители тщательно осматривают, выявляя различные дефекты: проверяют полноту и плотность засыпки патрона заполнителем; герметичность патрона с плавкими вставками; целость плавкой вставки и ее соответствие номинальному току патрона и предохранителя; отсутствие дефектов в изолирующих частях, контактах, армировке; исправность указателя срабатывания, состояние контактов, прочность крепления патронов в патронодержателе; состояние замков.
Патроны предохранителей должны свободно, без ударов, нажатием руки входить в губки и занимать правильное положение по отношению к ограничителям продольного перемещения и замкам, предохраняющим патроны от выпадания при вибрациях. В то же время патрон должен надёжно крепиться в контактах предохранителя за счет исправных стальных пружинящих скоб.
Нажатие губок регулируется так, чтобы патрон прочно удерживался при электродинамических усилиях, создаваемых токами короткого замыкания, и извлекался из контактов с некоторым усилием.
Проверяется состояние заземляющей шины, присоединяемой к фланцам опорных изоляторов, раме или металлической конструкции предохранителей болтовым соединением или сваркой. Обгоревшие или окислившиеся контактные поверхности предохранителей (ножи, губки) зачищают бархатным напильником и смазывают техническим вазелином.
Полнота заполнения патрона предохранителя кварцевым песком проверяется сильным встряхиванием. Если при этом слышен шум пересыпающегося песка — патрон перезаряжают. Перезаряжают также патрон и в случае перегорания плавкой вставки, целость которой проверяется мегаомметром или контрольной лампой. Для замены вставку выбирают строго в соответствии с номинальным током патрона предохранителя и электроустановки, которую защищает предохранитель. Устанавливаемую вставку в патроне располагают так, чтобы проволочки ее были удалены как можно дальше друг от друга и от стенок патрона. После этого засыпают сухой кварцевый песок. Старый песок используют только после его просушки.
Колпачки предохранителя крепят на фарфоровой трубке цементным раствором (цемент марки 400 — 500). Герметичность колпачков для наружной установки достигается уплотняющими шайбами из листовой резины, которые предварительно запрессовывают между фарфоровой трубкой и колпачком. Сверху на колпачок плотно надевают крышку и припаивают ее по всей длине окружности припоем ПОС-40.
При ремонте предохранителя обращают внимание на состояние указателя срабатывания. При перегорании плавкой вставки одновременно с ней перегорает указательная проволочка в патроне и освободившаяся при этом головка под действием пружины выбрасывается наружу и повисает, сигнализируя о срабатывании предохранителя. Во время перезарядки предохранителя крючок указателя срабатывания зацепляют за указательную проволочку. Для исключения возможности попадания влаги в патрон предохранителя наружной установки указатель срабатывания защищается дополнительно медным диском и удерживающим его стальным кольцом.
После ремонта проверяют наличие контакта между вставкой и колпачками патрона при помощи индуктора, контрольной лампы или мегаомметра.
При ремонте предохранителя осматривают целость армировочных швов, прочность крепления фланцев фарфоровых опорных изоляторов. При частичном разрушении армировочного шва его восстанавливают способом, указанным выше.
Наиболее распространенными предохранителями на напряжение до 1000 В являются предохранители ПН с кварцевым заполнением. Их ремонт состоит из перезарядки фарфорового патрона с заменой всего песка, зачистки контактных поверхностей от окисления, нагара металла. Песок применяется кварцевый, сухой, с размером частиц 0,5 — 1 мм. После ремонта патрон устанавливают в губки предохранителя с усилием и без перекосов.
Ремонт находящихся в большом количестве в эксплуатации предохранителей ПР состоит в том, что их контактные части и губки зачищают стеклянной бумагой или напильником от оксидов и нагара, проверяют фибровый патрон на отсутствие трещин и заменяют плавкую вставку. Одновременно проверяют толщину стенки, которая выгорает по мере срабатывания предохранителя. При достаточно тонкой стенке во время работы предохранителя может произойти ее разрыв и выброс дуги, а это вызовет короткое замыкание между фазами и приведет к аварии.
Отремонтированные патроны предохранителей хранят в вертикальном положении на деревянных стеллажах с гнездами, размеры которых соответствуют размерам патронов.

Источник

Обслуживание токоограничивающих и дугогасящих реакторов

Токоограничивающие реакторы предназначены для ограничения токов КЗ и поддержания на шинах определенного уровня напряжения при повреждениях за реакторами.

Реакторы применяются на подстанциях в основном для сетей 6—10 кВ, реже на напряжение 35 кВ. Реактор представляет собой обмотку без сердечника, его индуктивное сопротивление не зависит от протекающего тока. Такая индуктивность включается в каждую фазу трехфазной сети. Индуктивное сопротивление реактора зависит от числа его витков, размеров, взаимного расположения фаз и расстояний между ними. Измеряется индуктивное сопротивление в омах.

В нормальных условиях при протекании через реактор тока нагрузки потеря напряжения в реакторе не превышает 1,5— 2 %. Однако при протекании тока КЗ падение напряжения на реакторе резко возрастает. При этом остаточное напряжение на шинах подстанции до реактора должно быть не менее 70 % номинального. Это необходимо для сохранения устойчивой работы остальных потребителей, присоединенных к шинам подстанции. Активное сопротивление реактора невелико, поэтому потери активной мощности в реакторе составляют 0,1—0,2 % мощности, проходящей через реактор в нормальном режиме.

По месту включения различают реакторы линейные и секционные, включаемые между секциями сборных шин. В свою очередь линейные реакторы могут быть индивидуальные (рис. 1, а) — для одной линии и групповые (рис. 1,б) — для нескольких линий. По конструкции различаются реакторы одинарные и сдвоенные (рис. 1, в).

Обмотки реакторов выполняются, как правило, из многожильного изолированного провода — медного или алюминиевого. На номинальные токи 630 А и более обмотка реактора состоит из нескольких параллельных ветвей. При изготовлении реактора обмотки наматывают на специальный каркас, а затем заливают бетоном, что предотвращает смещение витков под действием электродинамических сил при протекании токов КЗ. Бетонная часть реактора окрашивается во избежание проникновения влаги. Реакторы, устанавливаемые на открытом воздухе, подвергаются специальной пропитке.

Рис. 1. Схемы включения токоограничивающих реакторов: а — индивидуальный одинарный реактор для одной линии; б — групповой одинарный реактор; в — групповой сдвоенный реактор

Для изоляции реакторов различных фаз между собой и от заземленных конструкций их устанавливают на фарфоровые изоляторы.

Наряду с одинарными реакторами нашли применение сдвоенные реакторы. В отличие от одинарных реакторов сдвоенные реакторы имеют две обмотки (две ветви) на фазу. Обмотки имеют одно направление витков. Ветви реактора выполняются на одинаковые токи и имеют одинаковые индуктивности. К общему выводу присоединяется источник питания (чаще трансформатор), к выводам ветвей — нагрузка.

Между ветвями фазы реактора существует индуктивная связь, характеризуемая взаимной индуктивностью М. В нормальном режиме, когда в обеих ветвях протекают примерно равные токи, потеря напряжения в сдвоенном реакторе за счет взаимной индукции меньше, чем в обычном реакторе с таким же индуктивным сопротивлением. Это обстоятельство позволяет эффективно применять сдвоенный реактор в качестве группового.

При КЗ на одной из ветвей реактора ток в этой ветви становится значительно больше тока в другой неповрежденной ветви. При этом влияние взаимной индукции снижается, и эффект ограничения тока КЗ определяется в основном собственным индуктивным сопротивлением ветви реактора.

В процессе эксплуатации реакторов производят их осмотр. При осмотре обращают внимание на состояние контактов в местах присоединения шин к обмоткам реактора по цветам побежалости, индикаторным термопленкам, на состояние изоляции обмотки и наличие деформации витков, на степень запыленности и целость опорных изоляторов и их арматуры, на состояние бетона и лакового покрытия.

Увлажнение бетона и снижение его сопротивления особенно опасны при КЗ и перенапряжениях в сети из-за возможных перекрытий и разрушений обмоток реактора. В нормальных условиях эксплуатации сопротивление изоляции обмоток реактора относительно земли должно быть не менее 0,1 МОм. Проверяют исправность систем охлаждения (вентиляции) реакторов. При обнаружении неисправности вентиляции должны быть приняты меры к снижению нагрузки. Перегрузка реакторов не допускается.

Одним из наиболее часто встречающихся повреждений в электрической сети является замыкание на землю токоведущих частей электроустановки. В сетях 6—35 кВ этот вид повреждений составляет не менее 75% всех повреждений. При замыкании; на землю одной из фаз (рис. 2) трехфазной электрической сети, работающей с изолированной нейтралью, напряжение поврежденной фазы С относительно земли становится равным нулю, а двух других фаз А и В возрастает в 1,73 раза (до линейного напряжения). Это можно наблюдать по вольтметрам контроля изоляции, включенным во вторичную обмотку трансформатора напряжения.

Рис. 2. Замыкание фаз на землю в трехфазной электрической сети с компенсацией емкостных токов: 1 — обмотка силового трансформатора; 2 — трансформатор напряжения; 3 — дугогасящий реактор; Н — реле напряжения

Ток поврежденной фазы С, протекающий через точку замыкания на землю, равен геометрической сумме токов фаз А и В:

где: Iс— ток замыкания на землю, А; Uф — фазное напряжение сети, В; ω=2πf— угловая частота, с-1; С0 — емкость фаз относительно земли, отнесенная к единице длины линии, мкФ/км; L — длина сети, км.

Из формулы видно, что чем больше длина сети, тем больше значение тока замыкания на землю.

Замыкание фазы на землю в сети с изолированной нейтралью не нарушает работы потребителей, так как симметрия линейных напряжений сохраняется. При значительных токах IС замыкания на землю могут сопровождаться появлением в месте повреждения перемежающейся дуги. Это явление в свою очередь приводит к тому, что в сети появляются перенапряжения до (2,2—3,2) Uф.

При наличии ослабленной изоляции в сети такие перенапряжения могут вызвать пробой изоляции и междуфазные КЗ. Кроме того, тепловое ионизирующее воздействие электрической дуги, возникающей при замыкании на землю, создает опасность возникновения междуфазных КЗ.

Учитывая опасность замыканий на землю в сети с изолированной нейтралью, применяют компенсацию емкостного тока замыкания на землю с помощью дугогасящих реакторов.

Однако исследования и опыт эксплуатации показали, что в сетях 6 и 10 кВ целесообразно применять дугогасящие реакторы уже при значениях емкостных токов замыкания на землю, достигающих соответственно 20 и 15 А.

Ток, протекающий по обмотке дугогасящего реактора, возникает в результате воздействия напряжения смещения нейтрали. Оно в свою очередь возникает на нейтрали при замыкании фазы на землю. Ток в реакторе носит индуктивный характер и направлен встречно емкостному току замыкания на землю. Таким образом, в месте замыкания на землю происходит компенсация тока, что способствует быстрому погасанию дуги. При таких условиях воздушная и кабельная сети могут длительно работать с замыканием фазы на землю.

Изменение индуктивности в зависимости от конструкции дугогасящего реактора выполняется путем переключения ответвлений обмотки, изменением зазора в магнитной системе, подмагничиванием сердечника постоянным током.

Выпускаются реакторы типа ЗРОМ на напряжение 6—35 кВ. Обмотка такого реактора имеет пять ответвлений. В некоторых энергосистемах изготавливаются дугогасящие реакторы, изменение индуктивности которых происходит путем изменения зазора в магнитной системе (например, реакторы типа КДРМ, РЗДПОМ на напряжение 6-10 кВ, мощностью 400 – 1300 кВА)

Рис. 3. Схема обмоток дугогасящего реактора типа РЗДПОМ (КДРМ): А – Х – главная обмотка; а1 – х1 – обмотка управления 220 В; а2 – х2 – обмотка сигнальная 100 В, 1А.

В электрических сетях находятся в эксплуатации дугогасящие реакторы подобного типа производства ГДР, ЧССР и других стран. Конструктивно дугогасящие реакторы типов КДРМ, РЗДПОМ состоят из трехстержневого магнитопровода и трех обмоток: силовой, управления, сигнальной. Схема обмоток приведена на рис. 3. Все обмотки расположены на среднем стержне трехстержневого магнитопровода.

Рис. 4. Схемы включения дугогасящих реакторов

Магнитопровод с обмотками помещен в бак с трансформаторным маслом. Средний стержень выполнен из одной неподвижной и двух подвижных частей, между которыми образуются два регулируемых воздушных зазора.

В силовой обмотке вывод А присоединяется к нулевому выводу силового трансформатора, вывод X через трансформатор тока заземляется. Обмотка управления а1—х1 предназначена для подключения регулятора настройки дугогасящего реактора (РНДК).

Сигнальная обмотка а2—х2 используется для подключения к ней контрольно-измерительных приборов. Настройка дугогасящего реактора производится автоматически с помощью электропривода. Ограничение хода подвижных частей магнитопровода осуществляется конечными выключателями. Схемы включения дугогасящих реакторов приведены на рис.4.

На рис. 4 а показана универсальная схема, позволяющая подключать дугогасящие реакторы к любому из трансформаторов. На рис. 4,б дугогасящие реакторы включаются каждый на свою секцию. Мощность дугогасящего реактора выбрана из расчета компенсации емкостного тока замыкания на землю сети, питающейся от соответствующей секции шин.

Разъединитель устанавливается на дугогасящем реакторе для его отключения на время перестройки вручную. Применять вместо разъединителя выключатель недопустимо, так как ошибочное отключение дугогасящего реактора выключателем в период замыкания на землю в сети приведет к увеличению тока в месте замыкания на землю, перенапряжению в сети, повреждению изоляции обмотки реактора, междуфазному КЗ.

Как правило, дугогасящие реакторы присоединяются к нейтралям трансформаторов, имеющих схему соединения обмоток звезда — треугольник, хотя существуют и другие схемы включения (в нейтраль генераторов или синхронных компенсаторов).

Мощность трансформаторов, не имеющих нагрузки во вторичной обмотке и используемых для подключения к их нейтрали дугогасящих реакторов, выбирается равной мощности дугогасящего реактора. Если трансформатор для дугогасящего реактора используется и для подключения к нему нагрузки, его мощность должна выбираться в 2 раза больше мощности дугогасящего реактора.

Настройка дугогасящих реакторов. В идеальном случае она может быть выбрана такой, что ток замыкания на землю будет полностью компенсирован, т.е.

где Iс и Iр — действительные значения емкостных токов замыкания на землю сети и тока дугогасящего реактора.

Такая настройка дугогасящего реактора называется резонансной (в контуре возникает резонанс токов).

Допускается настройка реактора с перекомпенсацией, когда

Ток замыкания на землю при этом не должен превышать 5 А, а степень расстройки

не превышает 5%. Допускается настройка дугогасящих реакторов с недокомпенсацией в кабельных и воздушных сетях, если любые аварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети не приводят к появлению напряжения смещения нейтрали выше, чем 0,7Uф.

В реально существующей сети (особенно в воздушных сетях) всегда имеется несимметрия емкости фаз относительно земли, зависящая от расположения проводов на опорах и распределения конденсаторов связи по фазам. Эта несимметрия вызывает появление на нейтрали напряжения симметрии. Напряжение несимметрии не должно превышать 0,75 % Uф.

Включение в нейтраль дугогасящего реактора существенно изменяет потенциалы нейтрали и фаз сети. На нейтрали появляется напряжение смещения нейтрали U0, обусловленное наличием в сети несимметрии. При отсутствии замыкания на землю в сети допускается напряжение смещения нейтрали не выше 0,15 Uф длительно и 0,30 Uф в течение 1 ч.

При резонансной настройке реактора напряжение смещения нейтрали может достигнуть значений, соизмеримых с фазным напряжением Uф. Это приведет к искажению фазных напряжений и даже появлению ложного сигнала «земля в сети». В таких случаях искусственной расстройкой дугогасящего реактора удается снизить напряжение смещения нейтрали.

Оптимальной является все же резонансная настройка дугогасящего реактора. И если при такой настройке напряжение смещения нейтрали будет больше 0,15 Uф, а напряжение несимметрии больше 0,75 Uф, необходимо выполнять дополнительные мероприятия по выравниванию емкости фаз сети путем транспозиции проводов и по перераспределению конденсаторов связи по фазам сети.

В процессе эксплуатации производят осмотр дугогасящих реакторов: на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом 1 раз в сутки, на подстанциях без обслуживающего персонала — не реже 1 раза в месяц и после каждого замыкания на землю в сети. При осмотре обращают внимание на состояние изоляторов, их чистоту, на отсутствие трещин, сколов, на состояние прокладок и отсутствие течи масла, а также на уровень масла в расширительном бачке; на состояние ошиновки дугогасящего реактора, присоединяющей его к нулевой точке трансформатора и к контуру заземления.

При отсутствии автоматической настройки дугогасящего реактора в резонанс перестройка его производится по распоряжению диспетчера, который в зависимости от изменяемой конфигурации сети (по заранее составленной таблице) дает указание дежурному подстанции о переключении ответвления на реакторе. Дежурный, убедившись в отсутствии замыкания на землю в сети, отключает реактор, устанавливает на нем необходимое ответвление и включает его разъединителем.

Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!

Не пропустите обновления, подпишитесь на наши соцсети:

Источник